电力系统输变电保护技术优化

引言

随着电力系统向高电压、大容量、跨区域方向发展，输变电网络的结构日益复杂，短路电流水平提升、故障类型多样化等问题对输变电保护技术提出了更高要求。输变电保护技术通过快速识别故障、精准隔离故障区域，为输变电线路、变电站设备提供安全屏障。然而，传统保护技术在面对新能源并网、复杂网络拓扑等新场景时，逐渐显现出动作时延大、适应性不足等问题。

优化电力系统输变电保护技术，既是应对电网发展挑战的必然选择，也是提升继电保护可靠性的关键路径。本文结合输变电线路、变电站等应用场景，探索保护技术的优化方向与具体措施，为电力系统安全运行提供技术支撑。

一、输变电保护技术优化的重要性

（一）适应复杂电网拓扑结构

现代输变电网络中，多电源、环网供电模式日益普遍，传统基于单电源辐射网的保护原理难以适应潮流双向流动的特性。优化保护技术可突破拓扑限制，精准识别故障方向与位置。例如，在 220kV 环网线路中，优化后的方向纵联保护能通过相位比较快速区分区内、区外故障，避免传统保护的误动，保障环网运行的稳定性。

（二）提升故障处理速度与精度

输变电系统故障蔓延速度极快，毫秒级的处理时延差异可能导致事故扩大。优化保护算法与设备响应速度，可缩短故障切除时间。某 500kV 输电线路应用优化技术后，故障切除时间从原来的 40ms 缩短至 25ms，大幅降低了设备耐受故障电流的时间，减少了设备损坏风险。

（三）兼容新能源并网场景

大规模新能源（如风电、光伏）通过输变电系统并网后，其波动性与低惯量特性改变了短路电流特性，传统保护可能因检测不到足够故障电流而拒动。优化输变电保护技术可增强对弱电源特性的适应性，确保新能源并网时保护可靠动作，例如在风电汇集站的 110kV 出线保护中，通过算法优化使保护对低短路电流的检测灵敏度提升 30% 。

二、当前输变电保护技术存在

（一）保护原理适应性不足

传统输变电保护多基于过电流、距离保护原理，依赖故障时的电流、电压幅值变化。在高阻接地故障（如输变电线路经树木、土壤接地）时，故障电流小、特征不明显，保护装置易拒动；在同杆并架线路跨线故障时，传统纵联保护可能因信号干扰导致判断失误，扩大故障切除范围。某 220kV同杆双回线路曾因跨线故障时保护误判，导致双回线同时跳闸，影响了供电可靠性。

（二）设备响应速度与精度有限

部分输变电保护设备的采样频率低（如传统装置采样率为每周波 20点），难以捕捉故障暂态特征；模数转换精度不足，导致小故障信号被噪声淹没；执行机构（如出口继电器）动作时延大，制约了整体保护速度。统计显示，传统保护设备的总动作时延普遍在 30-50ms，难以满足特高压输变电系统对快速保护的需求。

（三）多保护装置协同性差

输变电系统中，线路保护、变压器保护、母线保护等装置独立运行，缺乏信息共享与协同决策机制。当故障涉及多个设备时，各保护装置可能因定值配合不当出现动作时序混乱。例如，变电站母线故障时，线路保护与母线保护动作不同步，导致故障切除时间延长，加重设备损伤。

（四）抗干扰能力有待提升

输变电系统存在强电磁干扰（如开关操作、雷电冲击），可能导致保护装置采样数据畸变。传统模拟量采集回路抗干扰设计不足，易受共模干扰、差模干扰影响，引发保护误动。某 330kV 变电站曾因雷电干扰导致线路保护采样异常，误跳运行线路，造成区域停电。

三、输变电保护技术优化策略

（一）保护原理与算法优化

1.基于暂态特征的故障识别算法

利用故障发生时的暂态电流、电压分量（如高频分量、行波）设计保护算法。行波保护通过检测故障行波的传播时间与极性，可实现故障的超高速定位，定位误差小于 1km，尤其适用于长距离输变电线路。某 500kV输电线路应用行波保护后，高阻接地故障的识别成功率从 60% 提升至95%。

2.自适应保护算法

结合输变电系统实时运行数据（如潮流分布、网络拓扑），动态调整保护定值与动作特性。通过内置的拓扑分析模块，保护装置可自动识别系统运行方式变化，例如当新能源电站并网时，自动降低保护启动门槛，确保弱故障信号的有效检测。某风电场并网点的 220kV 线路保护应用自适应算法后，拒动率下降 70% 。

（二）设备性能与硬件优化

1.提升采样与处理能力

采用高速采样芯片（采样率提升至每周波 128 点）与高性能 DSP 处理器，增强对故障暂态信号的捕捉与分析能力。优化模数转换电路设计，采用隔离放大技术与数字滤波算法，降低噪声干扰，使小信号检测精度提升至 0.5%。某新型线路保护装置通过硬件升级，动作时延缩短至 15ms 以内。

2.强化抗干扰设计

在保护装置的电源回路增设浪涌保护器，模拟量输入回路采用光电隔离技术，减少电磁干扰的耦合。外壳采用电磁屏蔽材料，屏蔽效能达到 40dB以上，有效阻挡外部高频干扰信号。某 220kV 变电站对保护装置进行抗干扰改造后，因干扰导致的误动率下降 80%。

（三）多装置协同保护技术

1.构建信息共享平台

通过站内局域网或光纤通信，实现线路、变压器、母线等保护装置的实时数据交互，共享电流、电压、开关状态等信息。基于共享信息，各装置协同判断故障范围，避免单一装置的判断盲区。例如，母线保护动作时，向相关线路保护发送闭锁信号，防止线路保护误动。

2.分层协同控制策略

采用 “就地保护 + 区域协同” 的分层控制模式：就地保护负责快速切除简单故障；复杂故障时，区域控制中心汇总多装置信息，通过智能决策算法确定最优故障隔离方案。某 220kV 变电站群应用该策略后，复杂故障的处理时间缩短 40% ，减少了停电范围。

（四）数字化与智能化融合

1.数字化采样与传输

采用电子式电流 / 电压互感器（ECT/EVT）替代传统电磁式互感器，实现模拟量的数字化采集与光纤传输，消除互感器饱和、角差等误差源。数字化采样数据通过 IEC 61850 标准建模，直接接入保护装置，提升数据精度与传输速度。某 110kV 数字化变电站应用后，保护测量误差从 3% 降至 0.5%。

2.智能诊断与自愈技术

在保护装置中集成故障诊断模块，通过分析历史动作数据、设备状态信息，识别保护装置自身的潜在故障（如采样回路异常、出口继电器老化），提前发出预警。结合智能电网调度系统，实现故障后的自动隔离与负荷转移，提升系统自愈能力。

四、应用场景案例

某 220kV 输变电系统包含 80km 输电线路与 1 座枢纽变电站，传统保护技术在高阻接地故障时多次出现拒动，且新能源并网后保护适应性不足。通过技术优化：线路保护升级为行波 + 自适应算法，变电站采用数字化采样与多装置协同保护，设备硬件强化抗干扰设计。

优化后，该系统高阻接地故障识别成功率达 100% ，故障切除时间缩短至 20ms，新能源并网时保护误动率为 0，连续 12 个月无因保护问题导致的事故，输变电系统供电可靠性提升 9.5% 。

五、结论

输变电保护技术优化是电力系统发展的核心课题，通过保护原理与算法创新、设备性能升级、多装置协同及数字化融合，可有效突破传统技术的局限性，适应复杂电网与新能源并网场景。

未来，需进一步推动保护技术与人工智能、大数据的深度融合，开发具备自学习、自进化能力的智能保护系统，为构建更安全、可靠的电力系统提供持续技术支撑。

参考文献

[1] 贺家李，宋从矩。电力系统继电保护原理 [M]. 北京：中国电力出版社，2019.

[2] 张保会，尹项根。电力系统继电保护 [M]. 北京：中国电力出版社，2020.

[3] 王维俭。电气主设备继电保护原理与应用 [M]. 北京：中国电力出版社，2018.